3长输管道工程
3.1 如何计算输油管道的沿程摩阻损失？
答：管道内输送牛顿流体时，沿程摩阻损失应按下式计算：
式中：h——管道内沿程水力摩阻损失（m）；
——水力摩阻系数，应按（GB50253-2004）规范附录C计算； L——管道计算长度（m）； d——输油管道的内直径（m）； V——流体在管道内的平均流速（m/s）； g——重力加速度（9.81m/s2）；
qv——输油平均温度下的体积流量（m3/s）。 3.2 埋地输油管道温降应如何计算？
答：埋地输油管道的沿线温降应按下式计算：
式中：t0——埋地管道中心处最冷月份平均地温（℃）； l ——管段计算长度（m）；
i ——流量为qm时的水力坡降（m/m）；
C——输油平均温度下原油的比热容[J/（kg·℃）]； K——总传热系数[W/（m2·℃）]； D ——管道的外直径（m）； qm ——油品质量流量（kg/s）。 3.3 如何考虑输油管道站场的工艺流程？
答：（1）输油首站的工艺流程应具有收油、储存、正输、清管、站内循环的功能，必要时还应具有反输和交接计量的功能。
（2）中间（热）泵站工艺流程应具有正输、压力（热力）越站、全越站、收发清管器或清管越站的功能。必要时还应具有反输的功能。
（3）中间加热站的工艺流程应具有正输、全越站的功能，必要时还应具有反输的功能。
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（4）分输站工艺流程除应具有中间站的功能外，尚应具有油品调压、计量的功能。必要时还应具有收油、储存、发油的功能。
（5）输入站工艺流程应具有与首站同等的功能。
（6）末站的工艺流程应具有接收上站来油、储存或不进罐经计量后去用户、接收清管器、站内循环的功能，必要时还应具有反输的功能。 3.4 如何考虑输油管道的线路选择？
答：输油管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和市场需要，结合沿线城市、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，在营运安全和施工便利的前提下，通过综合分析和技术经济比较，确定线路总走向。
埋地输油管道（原油、C5及C5以上成品油管道）同地面建（构）筑物的最小间距应符合下列规定：
（1）与城镇居民点或独立的人群密集的房屋距离，不宜小于15m；
（2）与飞机场、海（河）港码头、大中型水库和水工建（构）筑物及工厂的距离，不宜小于20m；
（3）与高速公路、一二级公路平行敷设时，其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m，三级以下公路不宜小于5m；
（4）与铁路平行敷设时，管道敷设在铁路用地范围边线3m以外；
（5）与军工厂、军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位的最小距离，应同有关部门的协商解决。
3.5 输油管道采用弹性弯曲敷设应符合哪些规定？
答：当输油管道采用弹性弯曲时，其曲率半径应符合下列规定：
（1）弹性弯曲的曲率半径，不宜小于钢管外直径的1000倍，并应满足管道强度的要求。竖向下凹的弹性弯曲管段，尚应满足管道自重作用下的变形条件。
（2）在相邻的反向弹性弯曲管段之间及弹性弯曲管段与人工弯管之间，应采用直管段连接，直管段长度不应小于钢管的外径，且不应小于0.5m。
（3）输油管道平面和竖向同时发生转角时，不宜采用弹性弯曲。 3.6 如何考虑输油管道的埋设深度、管沟沟底宽度和边坡坡度？
答：（1）埋地油管的埋深应根据管道所经地段的农田耕作深度、冻土深度、地形和地质条件、地下水深度、地面车辆所施加的荷载及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。一般情况下管顶的覆土层厚度不应小于0.8m。
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在岩石地区或特殊地段，可减少管顶覆土厚度，但应满足管道稳定性的要求，并应考虑油品性质的要求和外力对管道的影响。
（2）管沟沟底宽度应根据管沟深度、钢管的结构外径及采取的施工措施确定。 （3）管沟边坡坡度应根据试挖或土壤的内摩擦角、粘聚力、湿度、密度等物理力学性质确定。
3.7 如何考虑埋地输油管道的管沟回填？
答：管沟回填后应恢复原地貌，并保护耕植层，防止水土流失和积水。 3.8 输油管道采取土堤埋设时其设计应符合哪些规定？
答：当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规定：
（1）输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m；土堤顶宽不应小于1.0m。 （2）土堤边坡坡度应根据当地自然条件、填土类别和土堤高度确定。对粘性土堤，堤高小于2.0m时，土堤边坡坡度可采用1:0.75～1:1；堤高为2～5m时，可采用1:1.25～1:1.5。
（3）土堤受水浸淹部分的边坡应采用1:2的坡度，并应根据水流情况采取保护措施。 （4）在沼泽和低洼地区，土堤的堤肩高度应根据常水位、波浪高度和地基强度确定。 （5）当土堤阻挡水流排泄时，应设置泄水孔或涵洞等构筑物；泄水能力应满足重现期为25年一遇的洪水流量。
（6）软弱地基上的土堤，应防止填土后基础的沉降。 （7）土堤用土，应满足填方的强度和稳定性的要求。 3.9 如何考虑输油管道的保温？
答：（1）输油管道保温层的结构应由防腐层、隔热层和保护层组成。隔热层的厚度应根据工艺要求并经综合技术经济比较后确定。
（2）隔热层材料应具有导热系数小、吸水率低、具有一定机械强度、耐热性能好、不易燃烧和具有自熄性、对管道无腐蚀作用的性能。
（3）保护层材料应具有足够的机械强度和韧性，化学性能稳定，耐老化、防水和电绝缘的性能。
3.10 如何考虑输油管道的锚固？
答：当输油管道的设计温度同安装温度之差较大时，宜在管道出土端、弯头、管径改变处以及管道和清管器收发装置连接处，根据计算设置锚固设
施，或采取其他能够保证管道稳定的措施。当管道翻越高差较大的长坡时，应考虑管道的稳定性。
3.11 如何设置输油管道的标志？
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答：输油管道沿线应设置里程桩、转角桩、阴极保护测试桩和警示牌等永久性标志。 3.12 输油管道钢管材料的材质应符合哪些规定？
答：输油管道所采用的钢管、管道组件的材质选择，应根据设计压力、温度和所输液体的物理、化学性质等因素，经技术经济比较后确定。采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和可焊性，当施工环境温度低于或等于-20℃时，应对钢管和管道附件材料提出韧性要求。 3.13 输油首站、末站原油储罐总容量如何确定？
答：（1）首站、末站、分输站、输入站应选用浮顶金属油罐。
（2）输油首站、输入站、分输站、末站储油罐总量应按下式计算：
V——输油首站、输入站、分输站、末站原油储罐总容量（m3）； G——输油首站、输入站、分输站、末站原油年总运转量（t）； ρ——储存温度下原油密度（t/m3）； ε——油罐装量系数，宜取0.9； k——原油储备天数（d）。
（3）首站、输入站、分输站、末站原油罐，每站不少于3座。 （4）输油站油品储备天数应符合下列规定： 1）输油首站、输入站：
a、油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3～5d； b、油源来自铁路卸油站场时，其储备天数宜为4～5d c、油源来自内河运输时，其储备天数宜为3～4d； d、油源来自近海运输时，其储备天数宜为5～7d；
e、油源来自远洋运输时，其储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次卸油量。
2）分输站、末站：
a、通过铁路发送油品给用户时，油品储备天数宜为4～5d； b、通过内河发送给用户时，油品储备天数宜为3～4d； c、通过近海发送给用户时，油品储备天数宜为5～7d；
d、通过远洋油轮运送给用户时，油品储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次装油量；
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e、末站为向用户供油的管道转输站时，油品储备天数宜为3d。 3.14 输油管道阀门、输油泵原动机如何选择？
答：（1）输油主泵驱动装置的选择应符合下列规定：
1）电力充足地区应采用电动机；无电或缺电地区宜采用内燃机。
2）经技术经济比较后，需要调速时，可选择调速装置或可调速的驱动装置。 3）驱动泵的电动机功率应按下式计算：
式中：N——输油泵配电机额定功率（kW）； P——输油泵轴功率（kW）； ne ——传动系数，取值如下： 直接传动 =1.0； 齿轮传动 =0.9～0.97； 液力耦合器 =0.97～0.98；
R——电动机额定功率安全系数，取值下： 3
（2）输油管道用阀门的选择应符合下列规定：
1）安装于通清管器管道上的阀门应选择直通型（阀门通道直径与管道内径同径）；不通清管器的阀门可用缩径型。
2）阀门应密封可靠、启闭灵活、使用寿命长。在防火区内关键部位使用的阀门，应具有耐火性能。
3）当采用焊接阀门时，阀体材料的焊接性能应与所连接的钢管的焊接性能相适应。 4）输油管道不得使用铸铁阀门。 3.15 输油站用电负荷等级如何划分？
答：输油站场的电力负荷分级应符合下列规定：
（1）首站、末站、减压站和压力、热力不可逾越的中间（热）泵站应为一级负荷；其他各类输油站应为二级负荷。
（2）独立阴极保护站应为三级负荷。
（3）输油站场及远控线路截断阀室的自动化控制系统、通信系统、输油站的紧急切断阀
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